KR20170036794A - 비상 연료 시스템을 구비한 발전소 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 가스 터빈(2)과 비상 연료 시스템(11)을 포함하는 발전소(1)를 작동하기 위한 방법에 관한 것이다. 정상 작동 상태에서, 가스(5)는 공급 라인(3)으로부터 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)으로 급송되며, 또한 가스(5)는 공급 라인(3)으로부터 그것이 액화되는 가스 액화 설비(6)로 급송되고, 액화 가스 저장소(7)에 저장되는 액화 가스(LNG)를 형성한다. 특수 작동 상태에서는, 액화 가스(LNG)가 액화 가스 저장소(7)에서 끌어내지고 증발기(8)에서 증발되며, 기체 상태로 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)에 급송된다.

Description

비상 연료 시스템을 구비한 발전소{POWER PLANT WITH EMERGENCY FUEL SYSTEM}
본 발명은 발전소를 작동하기 위한 방법, 기존 발전소에 비상 연료 시스템을 개장하기 위한 방법 및 비상 연료 시스템을 가지는 발전소에 관한 것이다.
1차 연료가 중단된 경우에도 발전소의 작동을 보장하기 위해, 필요할 때 예를 들면 비상 작동 상태에서 발전소 작동을 계속할 수 있도록 하기 위해 2차 연료가 발전소 근방에 비상 연료로서 저장되어 있다. 발전소의 설계와 전기 공급 네트워크로부터의 수요에 따라서 발전소가 7일 내지 14일 동안 2차 연료를 이용해 비상 작동 상태에서 작동되는 능력을 갖는 것을 요건으로 하는 것이 필요할 수 있다.
조합형 가스 및 스팀 발전소(CCPP)의 경우, 공급 라인, 예컨대 파이프 라인(pipeline)을 통해 발전소로 향해지는 가스, 특히 천연 가스가 1차 연료로 사용된다. 발전소 부지의 탱크에 저장된 오일(diesel)이 일반적으로 2차 연료로 사용된다. 만일 공급 라인을 통한 가스 공급의 중단이 발생한다면, 2차 연료로서의 오일로 전환이 행해질 수 있다. 오일을 충분한 양으로 저장할 수 있도록, 공급 물류(supply logistics)에 대한 접근성이 필수적이다.
가스 터빈에서 오일을 연소시킬 수 있도록, 가스 터빈에 추가적인 연소기가 요구되며, 이는 이 가스 터빈의 개발을 더 비싸지게 만든다. 마찬가지로, 펌프와 측정 및 제어 시스템 같은 추가적인 보조 시스템이 가스 터빈에 요구된다. 또한, 발전소의 부지에 큰 탱크가 요구된다.
1차 연료로서의 가스에 추가된 2차 연료로서의 오일은 일련의 단점을 가진다. 특히 오일을 사용시 더 낮은 화염 온도가 달성될 수 있기 때문에 가스 터빈 내부에서 연소될 때 오일은 가스에 비해 더 낮은 수준의 효율을 갖는다. 이는 오일을 태우는 동안에 상당한 전력 감소를 초래 한다. 그러므로, 그러한 발전소는 비상 작동 중에도 총 정격 출력을 달성할 수 있도록 더 크게 설계되어야 한다.
또한, 오일을 연료로써 사용할 때의 작동 안정성은 가스를 사용하는 경우보다 낮다. 또한, 오일을 태운 결과로서 전력이 더 낮아진다면, 오일을 태울 때의 배기물이 증가한다. 지역 환경 규정에 따라, 이는 추가적인 촉매를 필요로 한다. 2차 연료로 오일을 사용시 규제 인가 비용도 따라서 증가한다.
그러나, 작동 중 가장 문제가 되는 단점 중 하나는, 가스에서 오일로 전환하기 위해 상대적으로 긴 변환 기간이 요구되는 것이다. 결과적으로, 비상 연료로서의 오일은 계획된 공급 중단에만 특정하여 적합하다. 갑작스러운 중단의 경우, 가스 터빈의 종류에 따라서 발전소가 멈춰야 할 수도 있다.
본 발명의 목적은 종래 기술로부터의 단점을 제거하는 것이다. 이 경우, 2차 연료를 위한 가스 터빈의 고비용 확장이 없어지고, 비상 연료 작동 중에 파워 손실이 발생하지 않으며, 또한 1차 가스 연료의 갑작스러운 중단의 경우에도 멈추지 않고 발전소가 작동하는 것이 계속될 수 있다. 또한, 비상 연료 시스템을 가지는 발전소를 작동하기 위한 방법을 명시하는 것과 비상 연료 시스템을 가지는 발전소를 명시하는 것, 그리고 기존의 발전소에 비상 연료 시스템을 개장하기 위한 방법을 명시하는 것이 본 발명의 목적이다.
비상 연료 시스템을 가지는 발전소를 작동하기 위한 방법에 관한 본 발명의 목적은 특허청구범위 제1항의 특징부에 의해 달성되고, 발전소는 가스 터빈과 비상 연료 시스템을 포함하며, 정상 작동 상태와 특수 작동 상태에서 작동될 수 있다. 정상 작동 상태에서, 가스는 공급 라인으로부터 가스 터빈의 연소 공정으로 공급되며, 또한 가스는 공급 라인으로부터 가스 액화 설비로 공급돼 그 안에서 액화되고, 액화 가스(LNG)가 형성되고 액화 가스 탱크에 저장된다. 특수 작동 상태에서, 액화 가스(LNG)는 액화 가스 탱크에서 추출돼 증발기에서 증발되며, 기체 상태로 가스 터빈의 연소 공정에 공급된다.
정상 작동 상태에서, 발전소는 파이프 라인과 같은 공급 라인을 통해 외부로부터 천연 가스와 같은 가스를 제공받고, 발전 및/또는 지역 열 발생을 위해 작동된다. 정상 작동 상태에서 공급 라인으로부터의 가스 중 일부는 또한 가스 액화 설비(액화기)로 급송되고, 공급 라인으로부터의 압축 에너지의 도움으로 가스는 통합 팽창 터빈에 의하여 액화된다. 가스 액화 설비는 가스가 다수의 단계에서 압축되고 냉각되는 방식으로 상호연결된, 압축기 스테이션(compressor station)을 포함하고, 그리고 또한 “극저온 액화” 장치를 포함한다. 액화 천연 가스(LNG: Liquefied Natural Gas)라고도 불리는 액화 가스는 액화 가스 탱크에 저장된다. 저장은 압력이나 대기압 하에서 극저온으로 수행될 수 있다.
특수 작동 상태는 공급 라인으로부터의 가스의 급작스런 공급 중단 혹은 계획된 공급 중단이고, 특수 작동 상태 중에는 공급 라인으로부터 가스 터빈에 이용 가능한 가스가 없거나, 불충분 가스가 사용 가능하거나, 동요되는 질량 유동에서의 가스만이 사용 가능하다. 공급 라인으로부터의 가스의 품질에서의 급변 또한 특수 작동 상태로 정의될 수 있다. 이러한 경우에, 액화 가스는 액화 가스 탱크에서 추출되어 증발기로 급송된다. 증발기에서, 액화 가스는 다시 가스상으로 변환된다. 만약 액화 가스(LNG)의 저장이 대기압에서 수행된다면, 가스는 다시 가스 터빈에 요구되는 압력으로 변환된다. 이를 위해서 추가적인 펌프가 요구된다.
한편으로, 본 발명은 비상 연료로서의 2차 연료가 저장된 주연료에 의해서 제거될 수 있다는 고려를 기초로 한다. 비상 연료는 1차 연료에 대응한다. 다른 한편으로는, 비상 연료는 정상 작동 중에 생성된 액화 가스(LNG)로서 저장된다. 이런 방식으로, 비상 연료 시스템은 가스 조달과 발전 수요의 분리를 가능하게 하는 에너지 저장소를 구성한다.
특수 작동 상태에서 정상 작동 상태에서와 동일한 가스가 비상 연료로서 사용되기 때문에, 특수 작동 상태에서 전력 손실이 발생하지 않는다. 반대로, 전력 증가가 달성될 수도 있다. 액화 가스(LNG)는 질소나 이산화탄소 같은 불활성 가스 성분과 오염물이 액화 가스 생산 도중에 제거되었기 때문에 공급 라인으로부터의 가스보다 고품질이다. 만약 공급 라인으로부터의 가스의 조성 또는 품질의 동요가 발생하면, 특수 작동 상태로 전환이 이루어질 수 있고, 가스 터빈은 고품질 액화 가스(LNG)로 작동되는 것을 계속할 수 있다. 결과적으로, 발전소의 작동 신뢰도가 상승한다. 또한, 고품질 연료의 결과로, 본 발전소의 발명은 그 출력을 더 높은 제어 범위 내에서 제어하는 것이 가능하다.
본 발명의 결과로, 가스 터빈에 비싼 2차 연료 연소기가 설치될 필요가 없다. 비상 연료 또한 가스이기 때문에 주 연소기가 비상 연료를 위해서도 사용될 수 있다. 주연료를 이용하여 예비 연료가 형성될 수 있기 때문에 비상 연료의 작동 취급과 규제 취급 및 물류 취급(logistical handling)이 제거된다.
주연료를 저장하는 능력으로 인해, 가스 공급자가 공급 중단에 대해 보증하지 않아도 되기 때문에 발전소 운영자는 가스 구매에 있어서 더 나은 비용적 위치를 달성할 수 있다.
저장된 액화 가스는 사실 전체 설비의 가스 공급 시스템에 시스템 기술적으로 통합되어 있으므로, 공급 라인으로부터 1차 연료의 갑작스러운 공급 중단의 경우에도 발전소는 중단 없이 작동되는 것을 계속할 수 있고, 그러므로 주연료에서 비상 연료로 가스 터빈을 전환하는 것은 연속적인 작동 중의 어떠한 문제도 없이 가능하다. 본 발명으로 인해, 비상 연료를 사용하는 특수 작동 중의 발전소의 가용성이 가스 공급 시스템의 가용성과 더이상 직접적으로 결합되지 않으며, 발전소의 가용성은 상당하게 증가할 수 있다.
본 방법의 바람직한 추가적인 전개에서, 특수 작동 상태에서 증발된 가스는 탱크에서 다시 공급 라인으로 공급된다. 그 결과, 발전소 운영자는 공급 라인에서의 압력 동요를 보상하는 것이나, 혹은 완전 공급 중단의 경우, 공급 중단에 영향을 받은 다른 연관 소비자에게 가스를 공급해주는 것에 기여할 수 있다. 이는 발전소 운영자에게 추가적인 수익을 가능하게 한다.
가스 액화 설비의 비작동 상태가 비교적 짧기 때문에, 압축기와 냉각기는 발전소에서 생성된 전류에 의해 작동될 수 있다. 이들에서 가스 액화 설비는 추가적인 가스 터빈에 의해 구동되기 때문에, 본 발명에 따른 발전소의 설비는 결과적으로 LNG 설비가 발전소에 연계되는 것에 의해서만 한정된다. 본 발명에서, 가스 액화 설비는 발전소의 전력의 5% 미만이 가스의 액화를 위해 사용될 수 있도록 크기설정되는 것이 바람직하다. 본 발명에 따른 가스 액화 설비는 가스 터빈의 총 가스 소비에 대해 가스 액화 설비가 단지 작은 비율만을 인출하고 액화할 수 있도록 설계된다. 관습적으로 이러한 작은 비율은 5% 미만에 해당하며, 대체로 저장 작동 중의 요구 작동 시간 및 가스 품질에 의존한다.
본 발명의 더욱 바람직한 추가적인 전개에서, 가스 액화 설비의 제어된 시동이나 정지에 의해 발전소의 전력 제어를 이용하기 위해 가스 액화 설비는 정상 작동 상태에서 추가적으로 이용된다. 이 경우 전력 제어는 주파수 제어 또는 주파수 백업(back-up)을 위한 몇 가지 상황에서 또한 이용될 수 있다. 정상 작동 상태에서만 운용하는 가스 액화 설비는 소비자에 해당하며, 어떠한 문제도 없이 중지될 수 있다. 제어된 가동 중지에 의해, 가스 액화 설비가 소비하는 전력은 그러므로 전기 공급 네트워크로 공급될 수 있고, 그러므로 발전소의 전력 제어에 기여할 수 있다.
본 발명의 특정 실시예에서, 특수 작동 상태에서 증발기 내부에서 증발 중에 방출하는 냉각 에너지가 가스 터빈의 흡입 공기를 냉각하기 위해 사용되며, 증발된 가스는 열 교환기에서 흡입 공기와 함께 인도된다. 이 경우 재 증발 가스의 냉각 에너지는 직접적으로, 혹은 열 교환기 매체를 통해 가스 터빈의 흡입 공기로 전달된다. 극저온으로 저장된 연료의 재 증발과 공정에서 방출된 냉각 에너지의 이용에 의해, 피크(peak) 부하 작동 중의 가스 터빈의 출력은 그러므로 더욱 증가될 수 있다. 발전소의 설계와 환경 조건에 따라, 단위 용량의 증가가 발전소 타입과 예비 냉각 공정에 따라서 5%와 10% 사이로 가능하다. 비상 연료를 사용하는 특수 작동 상태에서 발전소의 작동 융통성이 증가될 수 있도록, 흡입 공기의 냉각은 또한 제어된 방식으로 수행될 수 있다.
비상 연료 시스템을 개장하는 방법에 관한 본 발명의 목적은 특허청구범위 제6항의 특징부에 의해 달성된다. 이 경우, 가스 터빈을 포함하는 기존의 발전소에 가스 액화 설비, 액화 가스 탱크 및 증발기가 개장된다. 가스 액화 설비는 가스 급송 방식으로 공급 라인(파이프 라인)에 연결되고, 액화 가스(LNG)의 방출을 위해 액화 가스 탱크로 연결된다. 액화 가스 탱크는 액화 가스(LNG)의 방출을 위해 증발기에 연결되고, 증발기는 증발된 가스의 방출을 위해 가스 터빈의 연소 공정의 가스 급송 라인으로 연결된다.
결과적으로 비상 연료 시스템을 구비한 발전소를 개장하는 경우, 환경 당국으로부터 추가적인 환경 영향 평가(EIA: Environmental Impact Assessment) 및 새로운 연료를 위한 신규 허가가 필요하지 않으며, 이는 예정된 개장의 리스크를 최소화한다. 연료 변환도 이루어지지 않는다.
발전소에 관련한 본 발명의 목적은 특허청구범위 제7항의 특징부에 의해 달성된다. 발전소는 가스 터빈, 가스 액화 설비, 액화 가스(LNG)를 저장하기 위한 액화 가스 탱크 및 증발기를 포함하며, 가스 터빈과 가스 액화 설비는 공급 라인으로 연결된다. 가스 액화 설비에서 생산될 수 있는 액화 가스는 액화 가스 탱크로 급송될 수 있다. 액화 가스 탱크에 저장된 액화 가스는 증발기로 급송될 수 있다. 본 발명에 따르면, 증발기에서 증발된 가스나 공급 라인의 가스는 가스 터빈에 선택적으로 급송될 수 있다.
결과적으로, 정상 작동 상태에서 가스는 공급 라인으로부터 가스 터빈으로 급송될 수 있고, 공급 라인의 중단의 경우에 특수 작동 상태에서, 가스는 증발기로부터 급송될 수 있다. 본 발명에 따른 장점이 특허청구범위 제1항으로부터의 비상 연료 시스템을 가지는 발전소를 작동하기 위한 방법과 유사하게 발생한다.
본 발명의 추가적인 개발에서, 재 증발 후 액화 가스가 공급 라인으로 향해질 수 있도록 증발기가 공급 라인에 연결된다. 그 결과, 발전소는 가스를 다시 공급 라인으로 공급할 수 있다.
본 발명의 더욱 바람직한 실시예에서, 발전소는 또한 가스 액화 설비를 가동하는 전기 구동 장치를 포함한다. 이 경우 전기 구동 장치의 동력 흡수는 발전소 전력의 5% 미만이다. 이에 대한 대안으로, 가스 액화 설비는 또한 기존의 가스 터빈에 의해서, 혹은 추가적인 가스 터빈에 의해서 구동될 수 있고, 이는 발전소의 설계에 따라 전기 구동 장치에 비해 비용과 가용성의 장점을 가진다.
본 발전소의 추가적인 개발에서, 제어된 방식으로 가스 액화 설비의 시동을 켜고 끄는 제어 디바이스의 포함이 또한 이루어질 수 있다. 이 경우 제어는 발전소에 의해 요구되는 전력에 따라 발생한다. 결과적으로, 발전소의 전력 제어는 특히 주파수 제어와 주파수 백업을 위해 달성될 수 있다.
본 발명의 추가적인 특정 실시 양태에서, 발전소는 또한 가스 터빈의 주변 공기로부터 재 증발 엔탈피를 추출하는 압축기 유닛을 포함한다. 열 교환기가 급송 방식으로 2차측에 의해 증발기로 연결되어 있고, 급송 방식으로 1차측에 의해 가스 터빈의 흡입 공기 급송 배관에 연결되어 있다. 그 결과, 액화 가스(LNG)의 냉각 에너지는 증발하는 동안 가스 터빈의 흡입 공기를 냉각하기 위해 사용될 수 있다. 2차측은 1차측으로부터 열이 전달되는 측이다.
본 발명은 가스 및 증기 터빈 발전소, 가스 터빈 발전소 혹은 열병합 발전소에서 유리하게 사용될 수 있다.
본 발명의 예시적 실시예는 도면에 기초하여 하기 설명된다. 도면에서
도 1은 정상 작동 상태에서 발전소를 작동하기 위한 방법을 보여준다.
도 2는 특수 작동 상태에서 발전소를 작동하기 위한 방법을 보여준다.
도 3은 특수 작동 상태에서 발전소를 작동하기 위한 방법의 특정 추가 개발을 보여준다.
도 4는 기존의 발전소가 어떻게 비상 연료 시스템을 구비하여 확장될 수 있는지에 대한 방법을 보여준다.
도 1은 정상 작동 상태에서 발전소(1)를 작동하기 위한 방법을 보여준다. 이 정상 작동 상태에서, 가스(5)는 공급 라인(3)으로부터 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)으로 급송된다. 가스 터빈은 압축기 유닛(18), 연소 공정(4), 팽창 유닛(19)을 포함한다. 가스(5)는 공급 라인(3)에서 연소 공정(4)으로 급송된다.
연소 공정(4) 이외에도, 가스(5)는 또한 공급 라인(3)으로부터 가스 액화 설비(6)로 급송된다. 가스(5)는 가스 액화 설비(6)에서 액화되며, 액화 가스(LNG)가 형성된다. 액화 가스(LNG)는 액화 가스 탱크(7)에 저장된다. 액화 가스 탱크는 액화 가스(LNG)가 그 안에 극저온으로 저장될 수 있도록 설계된 탱크에 해당한다. 예시된 본 실시예에서는, 탱크가 30Tm3의 저장 체적을 갖는다.
이로 인해, 공급 라인(3)의 중단의 경우에도 특수 작동 상태에서 가스 터빈(2)의 작동이 14일까지 가능할 수 있다. 본 예에서, 가스 액화 설비(6)는 1.7kg/s의 처리 체적을 가진다. 따라서, 발전소(1)의 정상 작동 상태에서 1년 안에 액화 가스 탱크(7)를 가득 채울 수 있다.
도 2는 공급 라인(3)으로부터 가스(5)가 사용 가능하지 않은 특수 작동 상태에서 발전소(1)를 작동하기 위한 방법을 보여준다. 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)에 가스 공급하는 것을 계속하는 것이 가능하도록, 액화 가스(LNG)는 액화 가스 탱크(7)로부터 추출되며 증발기(8)로 급송된다. 증발기(8)에서, 액화 가스(LNG)는 증발되며 증기상 상태로 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)으로 급송된다.
도 2의 예시에서, 액화 가스 탱크(7)는 압력 탱크이다. 이 경우 액화 가스(LNG)가 저장되는 압력은 증발기(8)에서 증발된 후의 가스의 압력이 가스 터빈(2)에 요구되는 압력에 해당하는 수준이 되도록 설정된다.
도면에 도시되지 않았지만, 액화 가스(LNG)가 대기압하에서 저장된 액화 가스 탱크(7)가 사용되는 대안적인 변경이 존재한다. 이 경우, 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)으로 급송하기 전에 가스의 압력을 증가시키는 것이 필요하다. 이는 액화 가스 탱크(7)와 증발기(8) 사이에 배열된 펌프에 의해 달성될 수 있다.
도 3은 특수 작동 상태에서 발전소를 작동하기 위한 방법의 특정 추가 개발을 보여준다. 도 3의 예시적 실시예에서, 1차측(16)과 2차측(15)을 가지는 열 교환기(14)가 또한 제공된다. 1차측(16)은 열을 방출하는 측이고, 2차측(15)은 열을 흡수하는 측이다. 열 교환기(14)는 2차측(15)에 의해 급송 방식으로 증발기(8)에 연결된다. 2차측에서, 열 교환기는 가스가 이를 통해 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)으로 급송될 수 있는 공급 라인(3)에 배출 방식으로 연결된다. 1차측(16)에서, 열 교환기(14)는 흡입 공기 라인(17)으로 연결된다. 그 결과, 증발기(8)에서 액화 가스의 증발 도중 방출되는 냉각 에너지가 가스 터빈(2)의 흡입 공기를 냉각시키는 데 사용될 수 있다.
한편, 도 4는 기존의 발전소(1)가 어떻게 비상 연료 시스템(11)을 구비하도록 확장되는지의 방법에 대해 나타내며, 또한 비상 연료 시스템(11)을 구비하여 개장된 발전소(1)를 보여준다. 비상 연료 시스템(11)은 가스 액화 설비(6), 액화 가스 탱크(7), 증발기(8) 및 열 교환기(14)를 포함한다. 비상 연료 시스템(11)은 가스 터빈(2)을 가지는 발전소에 통합된다.
가스 액화 설비(6)는 급송 방식으로 공급 라인(3)에 연결되며, 제어 밸브는 가스 액화 설비(6)를 위한 가스량을 제어하기 위해 연결 라인에 통합될 수 있다. 가스 액화 설비(6)는 액화 가스를 위한 라인을 통해 액화 가스 탱크(7)에 연결된다. 액화 가스 탱크(7)는 액화 가스를 위한 연결 라인을 통해 증발기(8)로 연결되며, 제어 밸브는 연결 라인으로 연결된다. 여기 도시된 액화 가스 탱크(7)는 압력 탱크이며 이는 재 증발 가스의 후속 압력 증가가 요구되지 않는 이유이다.
도시되지 않았지만, 대기압에서 작동되며 액화 가스를 다시 가스 공급 라인의 압력 수준까지 만들기 위한 추가적인 펌프가 내부에 제공되는 액화 가스 탱크(7)의 대안적인 변경예가 있다. 이 경우 펌프는 바람직하게는 액화 가스 탱크(7)와 증발기(8)의 사이에 제공된다.
증발기(8)는 급송 방식으로 열 교환기(14)의 2차측(15)에 연결된다. 열 교환기(14)의 2차측은 배출 방식으로 공급 라인(3)에 연결되며, 제어 밸브는 이 연결 라인에 연결된다. 열 교환기(14)는 1차측에서 가스 터빈의 압축기 유닛(18)의 흡입 공기 라인(17)으로 연결되며, 열 교환기로의 급송 라인과 방출 라인은 각각 제어 밸브가 구비된다.
본 방법에 따라 비상 연료 시스템(11)으로 개장한, 혹은 비상 연료 시스템(11)을 구비한 발전소(1)는 공급 라인(3)의 가스 혹은 비상 연료 시스템의 증발된 가스를 이용해 선택적으로 가스 터빈(2)을 작동하는 가능성이 있다.

Claims (12)

  1. 가스 터빈(2)과 비상 연료 시스템(11)을 포함하는 발전소(1)를 작동하기 위한 방법이며,
    - 정상 작동 상태에서 가스(5)가 공급 라인(3)으로부터 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)으로 급송되며, 또한 가스(5)가 공급 라인(3)으로부터 가스 액화 설비(6)로 급송되어 그 안에서 액화되고, 액화 가스(LNG)가 형성되어 액화 가스 탱크(7)에 저장되며, 그리고
    - 특수 작동 상태에서 액화 가스(LNG)가 액화 가스 탱크(7)로부터 추출되고, 증발기(8)에서 증발되며, 기체 상태로 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)으로 급송되는
    발전소 작동 방법.
  2. 제1항에 있어서,
    특수 작동 상태에서 증발된 가스가 액화 가스 탱크(7)로부터 다시 라인(3)으로 급송되는
    발전소 작동 방법.
  3. 제1항 또는 제2항에 있어서,
    가스 액화 설비(6)에서 가스(5)의 액화를 위해 발전소(1)의 전력의 5% 미만이 사용되는
    발전소 작동 방법.
  4. 제1항 내지 제3항 중 어느 한 항에 있어서,
    정상 작동 상태에서 가스 액화 설비(6)는 가스 액화 설비(6)의 제어된 시동 혹은 중단에 의해 발전소(1)의 전력 제어가 특히 주파수 제어 또는 주파수 백업을 위해 사용되도록 사용되는
    발전소 작동 방법.
  5. 제1항 내지 제4항 중 어느 한 항에 있어서,
    특수 작동 상태에서 증발 도중 증발기(8)에서 방출되는 냉각 에너지(9)는 가스 터빈(2)의 흡입 공기(10)를 냉각하기 위해 사용되는
    발전소 작동 방법.
  6. 가스 터빈(2)을 포함하는 기존의 발전소에 가스 액화 설비(6), 액화 가스 탱크(7), 증발기(8)가 개장된 비상 연료 시스템(11)을 개장하기 위한 방법이며, 가스 액화 설비(6)가 가스 급송 방식으로 공급 라인(3)에 연결되고 액화 가스(LNG)의 방출을 위해 액화 가스 탱크(7)에 연결되며, 액화 가스 탱크(7)는 액화 가스(LNG)의 방출을 위해 증발기(8)에 연결되고, 증발기(8)는 증발된 가스의 방출을 위해 가스 터빈(2)의 연소 공정(4)으로 연결되는
    비상 연료 시스템을 개장하기 위한 방법.
  7. 발전소(1)로서,
    가스 터빈(2) 및 가스 액화 설비(6), 액화 가스(LNG)를 저장하기 위한 액화 가스 탱크(7), 증발기(8)를 포함하는 비상 연료 시스템(11)을 포함하며, 가스 터빈(2)과 가스 액화 설비(6)가 공급 라인(3)으로 연결되고, 액화 가스(LNG)가 가스 액화 설비(6)로부터 액화 가스 탱크(7)로 급송될 수 있으며, 액화 가스(LNG)가 액화 가스 탱크(7)로부터 증발기(8)로 급송될 수 있는 발전소(1)에 있어서,
    증발기(8)의 증발된 가스 혹은 공급 라인(3)의 가스를 가스 터빈(2)에 선택적으로 급송할 수 있는 것을 특징으로 하는
    발전소(1).
  8. 제7항에 있어서,
    액화 가스가 공급 라인(3)으로 향해질 수 있도록 증발기(8)가 공급 라인(3)으로 연결되는 것을 특징으로 하는
    발전소(1).
  9. 제7항 또는 제8항에 있어서,
    가스 액화 설비(6)를 구동하는 전기 구동 장치(12)를 추가로 포함하며, 이 전기 구동 장치가 발전소(1) 전력의 5% 미만의 전력 소비를 가지는
    발전소(1).
  10. 제7항 내지 제9항 중 어느 한 항에 있어서,
    발전소(1)의 전력 제어를 달성하기 위해 발전소(1)에 의해 요구되는 전력에 따라 가스 액화 설비(6)를 제어된 방식으로 시동하거나 중지하는 제어 디바이스(13)를 추가로 포함하는
    발전소(1).
  11. 제7항 내지 제10항 중 어느 항 항에 있어서,
    액화 가스의 증발 도중 방출 되는 냉각 에너지를 가스 터빈(2)의 흡입 공기를 냉각하는 데 사용할 수 있도록 2차측(15)이 급송 방식으로 증발기(8)에 연결되고 1차측(16)이 급송방식으로 흡입 공기 라인(17)에 연결된 열 교환기(14)를 포함하는
    발전소(1).
  12. 제1항 내지 제11항 중 어느 한 항에 있어서,
    가스 및 증기 터빈 발전소, 가스 터빈 발전소 또는 열병합 발전소로서 설계된
    발전소(1).
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